中原油田实施油藏经营方案

1、中原油田分公司油气生产阶段油藏经营管理试点方案中原油田分公司二OO六年二月、油田基本情况(一)油田地质开发概况1、地质概况及主要地质特征中原油田开发区域包括东濮凹陷、内蒙白音查干凹陷、查干凹陷、陕北富县探区和普光气田，均属陆上油气田，审批采矿权油气田18个，批准采矿中原油田分公司米矿权表表1序号油气田名开采矿种生产规模4(10 /a)矿区卸积 (km2)开采起止时间采矿 权人发证 机关1文留北部油气田石油天然气10581.83952000.04-2030.042濮城油气田石油天然气卤水11082.94592000.04-2023.043文明寨油田石油2216.18282000.04-2023.

2、044卫城油田石油天然气3862.51312000.04-2023.045马寨油田石油天然气1512.02642000.04-2023.046文留南部油气田石油天然气65108.47012000.04-2023.047胡状集油田石油3270.86292000.04-2027.048赵庄油田石油1.53.49952000.04-2010.04中国中华9刘庄油田石油天然气2.518.18572000.04-2008.04石油人民-LPrtrt10马厂油田石油天然气8.524.41642000.04-2013.04化工 股份共和 国国11桥口油气田石油天然气832.21512000.04-2020.

3、04川人lyj 有限士资12白庙油气田石油天然气2.5 X 1招40.43322000.04-2020.04公司源部13徐集油气田石油天然气2.55.26352000.04-2013.0414三春集油田石油26.33412000.04-2013.0415文23-文96油气田天然气5x 108m17.962000.04-2030.0416卫79-文17油气田天然气1.0 X 1招18.83412000.04-2023.0417桑合石油6.935.6612000.10-2014.1018达尔其石油1.410.1962000.10-2014.10合计647.8393面积647.84km2。至2005

4、年底，累积探明石油地质储量 5.8613 Xl04t,探明 气层气地质储量646.45 乂108情，投入开发的有东濮凹陷16个油田、3个气田和白音查干凹陷2个油田，动用石油地质储量48572X 104t,储量动用率 83.51%,标定采收率 30.06%,可采储量14602.17 X 104t ；动用气层气储量 433.58 X 108n3,标定采收率56.69%,可采储量245.79 X 108吊。目前投入正式 开发的油气藏开发单元共193个。其中，油藏开发单元173个，动用石油地 质储量44766X 104t,标定采收率32.56%,可采储量14577X 104t；气藏开发 单元20个，动

5、用气层气地质储量422.22 X 108请，标定采收率57%可采储量 242.09 X 108n3o中原已开发油田油藏具有以下六个方面的地质特征:一是油藏埋藏较深：173个油藏开发单元中，中深层油藏99个,储量占56.5%;深层油藏72个，储量占42.8%。不同埋藏中深油藏地质储量汇总表表2分类油藏埋深(m)单元 (个)地质储量 (104t)储品比 (%)浅层<150023170.7中深层>1500<2800992528456.5深层>2800<4000721916542.8二是构造较复杂：在已开发油藏中，含油面积大于 1.0km2的简单断块储 量仅占26.8%,

6、含油面积0.51.0km2的复杂断块储量占63.4%,含油面积小 于0.5km2的断块储量占9.8%,总体上属于复杂断块油田。不同含油面积下地质储量分布表表3油藏类型含油面积 (km2)地质储量 (104t)储品比例(%)简单断块油藏>1.01201526.8复杂断块油藏0.5-1.02837363.4极复杂断块油藏<0.543789.8三是储层物性较差且非均质性较强：以中、低渗透为主。渗透率在 50不同渗透率下地质储量分布表表4油藏类型渗透率(10-3m2)地质储品 (104t)储品比例 (%)高渗透油藏>50011352.54中渗透油藏50-5002386053.29低渗

7、透油藏10-501481633.10特低渗透<10495511.07500X 10-3 w m2的储量占53.29% 渗透率小于50X 10-3区m2的低渗、特低渗 油藏储量占44.17%。四是具多套地层压力系统： 常压系统(原始地层压力 25-30Mpa,压力系数在1.2以下）；高压系统（原始地层压力35-45Mpa,压力系数在1.21.5）和超高压系统（原始地层压力 45Mpa以上，压力系数在1.52.0）。不同压力系数下地质储量分布表表5压力系数储小(104t)储量比 （衿<1.23053068.21.2-1.5881919.7>1.5541712.1是地层温I、<

8、;、'度局地层水矿化度高：地层温度75140C,地层温度高于90 c的地质储量占66.2%;地层水矿化度732X 104ppm（矿化度在25 X104Ppm以上的地质储量占66.6%不同地下原油粘度下地质储量分布表表8原油粘度(mPa。s)地质储品 (104t)储品比例(%)>209552.15-2039928.90.5-53925087.7<0.55691.32、油气藏类型划分(1)油藏类型划分按照中石化股份公司油藏分类标准，将中原已开发的173个油藏开发单元划分成四种类型：第一种类型是简单中高渗油藏，指濮城沙一下，油藏埋深 2340mm渗透率 690Xl0-Lmn,动用

9、地质储量1135X 104t ,储量比例2.54%;第二种类型是复 杂-极复杂断块油藏，主要分布在文中、濮城、卫城、胡状、文明寨、马厂、 庆祖集等油田，埋藏深度 2000-3000项平均渗透率约为50-500 X 10-)日共 78个开发单元，动用地质储量22975X 104t ,储量比例51.32%其中复杂断块 油藏49个，地质储量17386X 104t,储量比例38.84%,极复杂断块油藏29个, 地质储量5589X 10% ,储量比例12.48%;第三种类型是常压低渗油藏，主要 分布在卫城、桥口、濮城、文中、文东盐上、胡状等油田，油藏埋深从2000m到3200m共54个开发单元，动用地质

10、储量9994X 104t ,储量比例22.32%; 第四种类型是高压低渗油藏，主要分布在文东盐间、文南油田和文濮结合部， 油层埋藏深度超过3200ml共40个开发单元，动用地质储量10662X 104t ,储 量比例23.82% (附表1)。(2)气藏类型划分根据中原油田暂定的气藏分类标准，将 20个气藏划分成六种类型：第一种类型是断块砂岩气项，共7个，天然气地质储量101.79 X 108m3、储量比例24.11%;第二种类型是中高渗断块沙岩气藏， 共3个，天然气地质储量24.75 X 108m、储量比例5.86%;第三种类型是低渗块状砂岩干气藏，即 文23沙四3-8,天然气地质储量112.

11、48 ><108吊、储量比例26.64%;第四种类 型是低渗断块砂岩气藏， 共3个，天然气地质储量 51.3X108、储量比例 12.15%； 第五种类型是深层低渗凝析气藏 ，共 4 个， 天然气地质储量100.25 X 108R3、储量比例23.74%;第六种类型是裂缝-孔隙型低渗砂岩气藏， 共2个，天然气地质储量31.65 X 108R3、储量比例7.50% （附表2）。低渗气 藏储量295.68 X 108m、储量比例70.03%,成为开发的主体。中原油区井深、构造复杂、储层非均质强烈、高温高矿化度的特点和多样化的油气藏类型，决定了油气田开发将面临多种复杂的问题和矛质，开发

12、工作要克服较大的技术难度。3、油气田开发概况及目前开发现状（ 1 ）油气田开发概况中原油田 1975年发现， 1979年正式投入开发，油田勘探开发大体经历了 四个阶段：1988年以前是储量、产量快速增长阶段。累计探明石油地质储量4.13 X108t ,探明天然气地质储量912X 108m；累计动用石油地质储量 3.16 x 108t , 平均每年动用储量 3160x 108t ;累计新建产能 862X 104t ,平均每年86.2 乂 104t ;年产原油从1979年的22.6 X 104t快速增长到1988年的722X 104t ;天 然气产量由0.6 x 108n3增加到8.5 X 108

13、m。19891995年是储量增长进入低谷、产量下降阶段。该阶段探明石油地质储量0.72 X 108t,探明天然气地质储量 89X 108R3；累计动用石油地质储量 0.83 x 108t ,平均每年动用储量757X 104t ;累计新建产能213.3 x 104t ,平均 每年19.4X10%。此阶段由于新投入储量不足，油水井损坏进入高峰期，主 力油层水淹严重，含水上升快，产量出现递减，年产原油从 722X 104t降至 1995年的410X 104t,综合含水从55.75%上升至85.05%19962000年为高效挖潜、产量递减减缓阶段。为了扭转产量连续下滑的不利局面，开展了以构造研究为重点

14、的油藏描述，研究小断层发育规律，寻找剩余油富集区，进行高效调整挖潜。主要挖掘平面上构造高部位主控断层附近、断块边角区及注采井网不完善区域富集的剩余油。从1996 年开始加大老区调整的力度，老区调整井由 1995 年的 86 口增加到 147-177 口，调整井初期平均单井日产油 10t 以上，是老井的两倍，初期含水20 50%，比老井含水低 30-50 个百分点，调整井单井当年产油保持在1700t 以上。新井产量比例由“八五”期间的8.86%提高到10.28%，对油田的产量稳定起到了关键作用。“九五”前三年实现了原油产量400X 104t硬稳定，后两年原油产量仍然保持在375、377X10%。

15、20002005年是转变观念、调整思路，实现新发展的阶段。“十五”面临的主要问题是断块内部注采井网不完善，二、三类油层动用状况差；井况问题依然严重，每年损坏的油水井数仍然在150-200 口，虽然以前在井况防治攻关方面做了一些工作，部分单元的井网一定程度上得到恢复，但更新、修复工作量仍远远跟不上井况损坏的速度，历史欠帐多。这一阶段通过加强勘探开发一体化，加大老区调整挖潜和恢复井网补欠帐的力度，重新构筑了油田稳产的基础。2005年按照“实现四个转变、强化三项工作、调整三个结构”的开发思路，以油藏经营管理为中心，走“调整、完善、配套、提高”的开发管理之路，深化油气田开发调整，取得了较好的开发经营效

16、果（图 1）。（ 2 ）油气开发现状至 2005 年 12 月，中原油田分公司在用油气水井总数6606 口，其中油井 4054 口，开井 3610 口，油井开井率89.05%，日产液84053t ，日产油8688t;平均单井日产液 23.3,单井日产油 2.4t ,年产油 315.0039 X 104t , 年产液 2906.4217 X 10%,累计产油 11424.1287 X 104t ,剩余可采储量 3177.8713X 10%,采油速度0.70%,地质采出程度25.52%,可采储量采出程度 78.37%，剩余可采储量采油速度9.08%，综合含水89.47%，自然递减18.53%,综合

17、递减9.4%。油田日产伴生气114.62 X 104m3,综合气油比146m3/t ,年产伴生气 49284.34 Xl04m3,累产伴生气 192.1502 X1。吊；气井 274 口，开井236 口，开井率86.13%,气层气日产343.11 X 104吊，平均单井 日产气 1.4534 X 104m,年产气层气 12.0326 X 108m ,累产气层气 143.3564 XI。 m3,采气速度 2.85%,采出程度 33.96%,可采储量采出程度 59.20%,剩余可采储量采气速度10.86%;注水井2278 口，开井1762 口，水 井 开井率77.35%,日注9.6173 X 10

18、4m3,平均单井日注54.6m3,年注水 3494.1211 X 104m,累计注水 71956.5072 X 104rm,月注采比1.21,累积注采 比 1.21。分公司下设八个油气生产单位，包括采油一至六厂、天然气产销厂和内 蒙采油事业部，对应管理17个油田、3个气田，各油气生产单位管理油气田 的开发现状见附表3。(3)分类油藏开发现状分类开发单元2004年主要指标表9分类单 元地质 俑里 104t可采 惆里 104t日产(t)含水%采油 速度%采出 程度%可米米 出程度 %日注 水平M3液油高渗透1113557610911897.50.0650.8100.1138中 渗复杂4917386

19、626146609282593.50.5930.584.747179极复杂295589189910109143286.10.9325.575.110552小计7822975816056718425792.00.6829.382.457731常压低渗549994305614624225583.40.8220.767.822183高压低渗4010662278510526184481.20.6317.968.615717单元合计173447661457782887837489.30.6825.277.495769简单高渗透油藏濮城沙一下：处于特高含水末期、近于废弃阶段。日产液1091吨，日产油量18

20、吨，综合含水97.5%,年产油0.67 X 104t,累积产油 576X 104t,采出程度50.8%,已采出全部标定可采储量； 复杂-极复杂断块油 藏78个：日广收56718t,日广油量4257t,日汪水量57731m,分别占开发 区总量的68.42% 50.84%、60.28%,采油速度0.68%,采出程度29.3%,可采 储量采出程度82.4%,综合含水92%整体处在特高含水开发阶段；常压低渗透油藏54个：日产液14624t,日产油量2255t,日注水量22183品，分别占 开发区总量的17.64% 26.93%、23.16%,采油速度0.82%,采出程度20.7%, 可采储量采出程度6

21、7.8%,综合含水83.4%,整体处在高含水开发阶段；高压低渗透油藏40个：日产液10526t,日产油量1844t,日注水量15717小，分 别占开发区总量的12.70%、22.02%、16.41%,采油速度 0.63%,采出程度17.9%,可采储量采出程度68.6%,综合含水81.2%,同样处在高含水开发阶段， 但含水与采出程度略低于常压低渗油藏。已开发油藏可采储量采出程度分类表表10可米储量 采出程度 (%)分类单元数(个)地质储里 (104t)可米储量 (104t)采收率 (%)比例(%)地质储里可采储量<50中渗复杂断块33666317.210.820.43极复杂断块791417

22、919.582.041.23小计10128024218.912.861.66低渗常245.223.57高144.642.73小计32441791820.789.876.30合计425697116020.3612.737.9650-75中渗复杂断块7206164131.104.604.40极复杂断块5162552232.123.633.58小计123686116331.558.237.98低渗常压204881158932.5510.9010.90高压155791149025.7312.9410.22小计3510672307928.8523.84

23、21.12合计r 4714358424229.54 ;32.0729.10 1>75高渗1113557650.752.543.95中渗复杂断块3914959555737.1533.4238.12极复杂断块173050119839.2816.818.221小计5618009675537.5140.2346.34低渗常136.206.50高压10279289732.1316.246.151小计275567184433.1212.4412.65合计8323576859936.4752.6658.99合计173447661457732.56100.00100.00对照可

24、采储量采出程度分级标准划分已开发173个油藏，可采储量采出程度小于50%勺低采出程度单元42个，地质储量5697X 104t、可采储量1160 X104t,分别占12.73% 7.96%,其中低渗开发单元32个、中渗断块开发单 元10个；可采储量采出程度在 50-75%之间的中采出程度单元47个，地质储 量14358X 104t、可采储量4242X 104t ,分别占32.07咐口 29.10%,其中低渗 开发单元35个、中渗断块开发单元12个；可采储量采出程度大于 75%勺高采 出程度单元 83个，地质储量 23576X 104t、可采储量8599X 104t ,分别占 52.66% 58.

25、99%,主要集中在中高渗开发单元，中高渗开发单元 56个，低渗 单元27个。已开发油藏综合含水分级分类表表11综合 含水 (%)分类单元数(个)地质储量4(101)可米偌重4(10 t)采收率 (%)比例(%)地质储量可米储量<20低渗常压2501326.000.110.09高压21933317.100.430.23小计4P 24346 18.93r 0.540.3220-60中渗复杂断块11083532.410.240.24极复杂断块11r 854 14.71r 0.190.03小计21933920.210.430.27低渗常压10r 1192235 19.71r 2.661.61高压

26、11165431118.803.692.13小计21:2846546 19.18P 6.363.75合计23303958519.256.794.0160-90中渗复杂断块11:33871255 137.05P 7.578.61极复杂断906.165.66小计29:61462080 133.84P 13.7314.27低渗常压367086222631.4115.8315.27高压20:52211465 128.06P 11.6610.05小计5612307369129.9927.4925.32合计85:184535771 ；31.27P 41.2239.59>90

27、高渗1113557650.752.543.95中渗复杂断块37:138914971 ；35.79P 31.0334.10极复杂断块102745107038.986.137.34小计47:166366041 ：36.31P 37.1641.44低渗常压6166658234.933.723.99高压7;3594976J27.16P 8.036.70小计135260155829.6211.7510.69合计61P 230318175 J35.50P 51.4556.08合计1734476614577 132.56100.00100.00从含水分级的情况来看，有 146个开发单元都处于高含水或特高含水

28、期，地质储量41484X 104t、占92.67%,可采储量13946X 104t、占95.67% 其中,综合含水大于90%勺特高含水期开发单元61个，主要集中在中高渗开发单元，地质储量23031X10%、占51.45%,可采储量 8175X 104t、占56.08%;综合 含水在60-90%勺高含水期开发单元85个，地质储量184 53X 104t、占41.22%, 可采储量5771X 10%、占39.59%。含水低于60%勺开发单元27个，地质储量 3282X 104t、占7.33%,可采储量592X 104t、占4.33%o油田主体进入了高- 特高含水开发阶段.（4） 其它生产指标油田开

29、发方式为注水保持能量开发，采油方式以机械采油为主。抽油井平均泵挂深度1815m沉没度425nl平均泵效42.1%、比上年提高1个百分点， 平均检泵周期454d,躺井率0.7%,机械采油单耗185.82KW.h/t ,机采系统效 率 22.4%、比上年提高0.7 个百分点；注水井分注率41.3%，注水层段合格率72.6%,平均注水单耗10.41KW.h/n3;井口注水水质达标率 81.3%、比去年提 高1.3个百分点；油井措施有效率 81.5%,平均措方有效期116d,注水井措 施有效率86.4%。（二） 地 面系统管理现状2005 年 8-9 月，对油区地面系统进行调查，现将调查情况综述如下：

30、1、油气集输系统矿场集输建有计量站406座，单拉站6座，集油干线82条299kmi集输能力6003 X104m/a,共控制开发单元190个（包括进油系统的7个气藏、183个油藏）， 其中完整开发单元 92 个，不完整开发单元 88 个（以进入同一集输计量干线来核定）。矿场集输采用二级布站，单管密闭，计量站集中加热、计量，油气混输工艺。具工艺工艺流程为：油井一计量站-联合站（中转站）。对于回压高、 产量低的区块实施了多相混输泵增压技术，降低了抽油机的负荷，提高了区块产量。全油田 82 条矿场集输管线均建有加药点，同时投加破乳剂和缓蚀剂，使 药剂在管道中充分溶解、反应，实现油水混合物在管道中破乳。

31、缓蚀剂的投加，在一定程度上减缓腐蚀速率。原油处理共建有中转站2座，联合站11座，原油库1座。原油中转能力60X104 t/a ,原油处理能力1400X 104t/a ,原油储备能力36x 104m3o内部输油干支线 9条99kmi外部输油管线1条，即中洛线。9座联合站采用原油全密闭处理、负压稳定工艺技术，处理工艺简单，自 控程度高，能耗低，原油损耗低。其工艺处理流程为：井排来油一三相分离器-电脱水器-稳定加热炉-原油稳定-（原油罐） 原油外输泵计量外输至油库。桥口联、马厂联采用开式原油处理工艺，日处理原油仅200吨左右，原油外输方式为汽车拉运。集输系统现状统计表12油田联合站中转站计量站单拉站

32、集油干线座处理 能力 104t/a座中转 能力 104t/a小 计8M: 计玻璃 管条集液 能力 104t/a文中-义东2300653530181022濮城35001114764222292文-卫-马-古220013072171516960义南11507070111761胡-庆-刘115013058273113768桥-马-徐-三210030302200合计1114002604061102966826003集输系统对应油井集输统计表13油田油井数（口）日产单元数正常报废 利用单拉液量 m3/d油量 t/d小计完整不完整文中-义东r 540 10953164571546291019濮城82413

33、726233216732626文-卫-马-古5669075136111823352114文南P 614 1434968001381201317胡-庆-刘48379868618999362412桥-马-徐-三228446728785071616内蒙r 7113525012522合计33266023657484785481809288中转站、联合站各线均有独立的计量系统，实现了各油田油、气、水电连续计量。目前，年处理液量2906x 104t ,处理原油 315X 104t ；原油外输含水0.16%、原油稳定率94.3%、原油密闭率93.4%、输油泵运行效率52%加热炉 运行效率74%轻炫回收率2.

34、08%,吨油集输成本6元，油气集输系统效率 45.7%、比上年提高0.8个百分点。2、注回水系统污水处理共建有污水处理站12座，污水处理能力13.1 Xl04m/d ,污水外输管线长 41.42km。污水处理工艺有“重力混凝+过滤”和“浮选沉降+过滤”两种，除文二 污水站采用浮选沉降+过滤工艺外，其余11座均为重力混凝+过滤处理工艺。重力混凝+过滤工艺流程：油站来水一一次收油罐一二次收油罐一混合反应器一一次沉降罐一二次沉降罐（池）一多层滤料压力过滤一外输。浮选沉降+过滤工艺流程：油站来水一一次收油罐一二次收油罐一气浮选器一混合反应器一一次沉降罐一二次沉降罐（池）一多层滤料压力过滤一 外输。目前

35、，实际处理污水11.68 x 104m3/d,污水处理率100%回注率100% 出站综合水质达标率95.3%,注水水质达到B1-A3标准。注水系统：共建有离心泵注水站12座，增注站91座，注水干线55条227.9km,注水支线299条106km 注水能力15X104m3/d,增注能力9.39 x 104m3/d,注 水管线供水能力17.649 Xl04m3/d,配水间371座。注水系统共控制开发单元 172个，完整单元89个，不完整单元83个（同一条注水干线核定）。按照压力等级，注水流程分为三个压力系统：常压流程：主要应用于濮城、文明寨、文中、胡状等中高渗油田。具工 艺流程为：来水一离心泵一分

36、水器-管网-配水阀组一单井管线一注水井。一次增压流程：主要应用于文东、桥口等低渗油田。工艺流程：低压来 水一往复增注泵一分水器-注水管线-高压配水阀组一单井管线一注水井。二次增压流程：主要应用于卫城、马寨、文南、马厂油田，是油田开发 向II、III类油层转移，动用低渗、特低渗油藏建成的。具工艺流程为：来 水一离心泵一分水器-管网一二次增压泵-高压配水阀组一单井管线一注水 井。目前，高压离心泵平均效率 69.3%,注水系统效率43%比上年提高1.5 个百分点。注水系统统计表14油田离心站增注站干线数配水问 （座）座注水能力 104m3/d座增注能力 104m3/d条供水能力 104m3/d文中-

37、义东22.3142.913711.852濮城35.7293122285109文-卫-马-古31.813111118067文南1r 1.8362.5784048胡-庆-刘22.4762558桥-马-徐-三115562.530内蒙7合计1215929.4556204.3371注水系统对应注水井统计表15油田注水井数单元数正常 （口）报废 利用 （口）日注 m/d小计完整不完整文中-义东364622200027819濮城5089239352291019文-卫-马-古33374145603115r 16文南3162712559301218胡-庆-刘2534610000352411桥-马-徐-三1002

38、336711818内蒙11112122合计18853251022631728983回水系统:为满足注水井放溢流和注水井洗井回收污水，共建有回水干线39条250kmi其流程为：注水井一计量站-回水支线-回水干线一污水处理站3、天然气系统中原油田共有气藏开发单元20个，其中以气顶为主的7个单元进入原油 集输系统，文中、户部寨、白庙、卫 11等气田的13个气藏具有独立集输气 系统，建有集气站21座，集气能力826X 104m3/d,气井数173 口，日产气量 26ixi04m3,把这13个气藏开发单元视为完整开发单元。天然气集输统计表16气田集气站日产104 m 3单元座日能力104 m 3卫113

39、3024123桥口-白庙822663292文23-户部寨10570: 86P 2208合计21826173261134、电力系统目前建成110kV变电所7座，总容量372MVA建成35kV变电所23座， 总容量 310.2MVA 35kV开闭所2座；35kV输配电线路 58条，总长度 385.3km; 6kV线路33条，总长约 124.4km;变压器 1270台，总容量为 394.8MVA5、计量情况：(1)联合站实现了分线计量，即一线一台三相分离器，一套油气水计量 装置。各线原油采用罗茨和双转子流量计计量，计量精度为0.5级，综合计量误差在3%Z内；污水采用电磁流量计，计量精度为1级；天然气

40、采用旋进旋涡流量计或孔板流量计。（ 2 ）单井产量在计量站集中计量，采用流量计和玻璃管量油两种方式，其中采用流量计量油 110 座，玻璃管量油 296 座，单拉井采用罐计量。（ 3 ）污水站来水及外输水均有计量，计量仪表为电磁流量计。（ 4 ）注水泵进口汇管有计量，单泵和注水干线无计量；注水井均为干式水表，计量装置配备完善，计量精度为 1.5 级；各采油区的注水量为单井注 水累计量。（ 5 ）采油四厂计量站配备有回水计量装置，但无除气过滤装置，造成计量无法正常运行，其他采油厂均无回水计量装置。（ 6 ） 98%的单井用电量有计量，各区用电量为单井用电量之和。6、油田道路累计建设各类道路总长度1

41、962.8km。其中：大于1km的水泥、沥青路面120条322.5km,小于1km的水泥、沥青路面511条190.1km,井排简易道路 1450.2km。井场道路由采油区管理维护；采油厂主干道，由采油厂管理；公 共主干道，由油田公共事业管理处管理维护。7、供水系统工业用清水主要用于注水。一是清水与联合站排放的污水混合处理，作为注水水源；二是增注站直接注清水，共建有清水管线32条，57.1km,计量水表55块，年消耗清水1246X 104n3o油田单拉井（边缘井）占正常生产井的十分之一，是由于集输系统压力高，低产低能井及边缘井进不了系统。对单拉井的集输问题，已开展了多年的研究，并取得了一定的效果

42、，例如，天然气发动机的应用，油气混输泵的应用等。近几年来，地面系统维护改造投资少，欠帐多，设备老化，耗能高，效率低；管网腐蚀严重，穿孔频繁，影响油田生产正常运行，油气损失大，工农赔偿费及管线维修费高，急需对集输设施和管线进行更新改造，改变中原油田目前的地面现状，提高油气集输系统效率和生产管理水平。（三）生产经营情况1、油气产量完成情况200许计划生产原油315.00 Xl04t,实际生产原油315.0039 x 104t ,完成 年度计划的100.00%,其中新井产量21.7337X 10%、占6.9%,措施产量 29.5541 X10%、占 9.38%,老井自然产量 263.7161 X 1

43、04t、占83.72%;计划原 油商品量302.4 X 10%,商品率96.0%,实际完成原油商品量302.4062%,完成 计划的100.00%;计划生产天然气16.6 X 10试实际生产16.6082 X 108m3,完成 计划的100.05%;计划天然气商品量12.5 x 108m3,实际完成12.5348 X 108m， 完成计划的100.28%;全年完成油气产量481.0859X 10 完成计划的100.02%; 全年完成油气商品量427.7542 X 104t ,完成计划的100.08%2005年老井自然递减计划21.5%，实际18.53%、比计划减缓2.97个百分点、比上年减缓5

44、.22个百分点；油田含水上升率计划控制在1个百分点以内，实际含水在89.5%左右保持稳定。200许计划生产原油305X 104t ,其中新井产量20.46 X 104t,措施产量 30.47 X 104t,老井自然产量254.08 X10% ,计划老井自然递减18.39%,预计将 含水上升率控制在1犯内；计划生产天然气16.2 X 108m,其中新井产气 0.7431 X 108m3,措施产气1.0647 ><108吊，老井自然产气量10.4039 x 108吊。年 计划原油商品量295.48 X 104t,商品率96%天然气销量12.5X108m3,商品率 73.5%。2、油气销

45、售收入全年实现主营业务（油气烃销售）收入99.25亿元，比预算增加 37.28亿元。其中，销售原油294.18 X 104t,综合销售价格2966.48元/t（折50.36美元/ 桶），实现收入87.27亿元。主要因价格升高1163.48元/t ,增加收入33.2亿元; 销售天然气12.54 X 108品，综合销售价格702.72元/103品，实现收入8.81亿元。 主要因价格升高30.31元/103m，收入增加0.38亿元；3、成本控制情况全年发生完全成本总额66.38 亿元，单位完全成本1530.7 元/ 吨，比年度预算高57.45元/吨，比2004年高65.99元/t。扣除矿产资源补偿费

46、、洪涝灾害等预算外因素3.6 亿元后，油气成本控制在预算之内。预算外因素具体项目：一是生产费用 1.71 亿元，其中电价上涨0.75 亿元、原材料上涨0.54 亿元、洪涝灾害增加0.42 亿元；二是管理费用 1.89 亿元，其中退养职工费用 0.55 亿元、退休职工生活补贴0.43 亿元、矿产资源补偿费增加0.39亿元、公安移交、家属补贴0.27亿元、ER吸科技费用增加0.25 亿元；在 2005 年的油气生产成本中，吨油直接材料费用 52 元/ 吨，吨油直接动力费 75.7 元/ 吨，吨油直接折旧折耗费用 301.07 元/ 吨，吨油驱油物注入费175.6 元/ 吨，吨油井下作业费 278.

47、67 元/ 吨。2006 年股份公司下达油气单位完全成本1408 元/ 吨。4、利润指标超额完成全年累计实现利润 27.49 亿元，比预算增加30.62 亿元。利润增加的主要因素：一是油气产品因价格升高增加利润 35.59 亿元 ;二是预算外因素影响减少利润 5.91 亿元，主要是成本费用增加影响3.6亿元，支付胡状油田提高采收率纠纷案仲裁款0.63 亿元，资产报废清理0.34亿元，税金增加 0.6 亿元，其他业务支出 0.74 亿元。5、投资执行情况2005 年老油田投资计划 28.0789 亿元，实际完成万28.1091 亿元，控制在计划之内。其中：油气勘探工程投资计划 5.33 亿元，实

48、际完成5.1353 亿元；油气开发工程投资计划 20.2052 亿元，实际完成20.5189 亿元；系统配套工程计划 2.5437 亿元，实际完成2.4549 亿元。2006 年股份公司初步核定投资 22.4055 亿元，其中：油气勘探工程投资3.5037 亿元，油气开发工程投资17.1871 亿元，系统配套工程1.7147 亿元。2006年初步核定投资规模和2005年相比，总投资减少56734万元，分块 减少额为：勘探工程1.8263亿元、油气田开发工程 3.0181亿元、系统配套 工程0.8290亿元。预计，2006年有以下增加投资因素：勘探上可增加二维地震采集400KM投资1200万元，

49、勘探先导费用1000万元；增加开发先导费1200万元，白庙 气田、白音查干储罐扩建等地面建设投资1000万元；系统配套增加非安装设备购置投资3000万元。合计，全年预计增加投资 7400万元，2006年总投资 可达到231455万元，比2005年少49334万元。6、资产状况油气生产单位固定资产现状表表17金额单位：亿元固定资产类别固定资产合计油气资产其他固定资产原值净值原值净值原值净值采油一厂55.1516.7552.6715.722.481.03采油二厂74.7927.0171.525.053.291.96采油三厂42.9516.140.3614.492.591.61采油四厂48.1324

50、.5344.6722.773.461.76采油五厂34.2713.232.9812.461.290.74米油六厂34.1917.6332.3116.531.881.1天然气产销厂136.759.525.163.481.59内蒙米油事业部1.581.471.361.280.220.19合计304.06123.44285.37113.4618.699.98截至2005年底，中原油田共有固定资产原值 324.2亿元，净值132.93 亿元。其中：油气资产原值 305.47亿元，净值120.43亿元；固定资产原值 35.29亿元，净值19.9亿元；流动资产25.84亿元。（四）组织结构及人员构成1、分公司组织结构及人员构成分公司现有用工总量 30982人，其中：正式职工 26140人，劳务用工 4842人。按照岗位类别划分：管理人员 6097人、专业技术人员3272人、操 作服务人员21613人。按照中国石化“一企一制”要求，勘探局与分公司机关实行一体化运作， 油田现有机关职能部门 16 个，其中，分公司独立运行的机关职能部门 7 个，分公司与勘探局合并办公的机关职能部门 9 个。分公司现有所属单位28 个，其中